RU2747622C2 - Способ управления распределительной электрической микросетью, носитель информации, компьютерное устройство и устройство управления - Google Patents

Способ управления распределительной электрической микросетью, носитель информации, компьютерное устройство и устройство управления Download PDF

Info

Publication number
RU2747622C2
RU2747622C2 RU2017141999A RU2017141999A RU2747622C2 RU 2747622 C2 RU2747622 C2 RU 2747622C2 RU 2017141999 A RU2017141999 A RU 2017141999A RU 2017141999 A RU2017141999 A RU 2017141999A RU 2747622 C2 RU2747622 C2 RU 2747622C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
microgrid
specified
electrical
frequency
network
Prior art date
Application number
RU2017141999A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2017141999A3 (ru
RU2017141999A (ru
Inventor
Антонио ФИДИГАТТИ
Энрико РАГАЙНИ
Фабио МОНАКЕЗИ
Фабио Д'АГОСТИНО
Федерико СИЛЬВЕСТРО
Original Assignee
АББ С.п.А.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by АББ С.п.А. filed Critical АББ С.п.А.
Publication of RU2017141999A publication Critical patent/RU2017141999A/ru
Publication of RU2017141999A3 publication Critical patent/RU2017141999A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2747622C2 publication Critical patent/RU2747622C2/ru

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
    • H02J3/14—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load by switching loads on to, or off from, network, e.g. progressively balanced loading
    • H02J3/144—Demand-response operation of the power transmission or distribution network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/10—The dispersed energy generation being of fossil origin, e.g. diesel generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2310/00—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load
    • H02J2310/10—The network having a local or delimited stationary reach
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2310/00—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load
    • H02J2310/50—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads
    • H02J2310/56—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads characterised by the condition upon which the selective controlling is based
    • H02J2310/58—The condition being electrical
    • H02J2310/60—Limiting power consumption in the network or in one section of the network, e.g. load shedding or peak shaving
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/388—Islanding, i.e. disconnection of local power supply from the network
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B70/00—Technologies for an efficient end-user side electric power management and consumption
    • Y02B70/30—Systems integrating technologies related to power network operation and communication or information technologies for improving the carbon footprint of the management of residential or tertiary loads, i.e. smart grids as climate change mitigation technology in the buildings sector, including also the last stages of power distribution and the control, monitoring or operating management systems at local level
    • Y02B70/3225—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/12—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
    • Y04S20/20—End-user application control systems
    • Y04S20/222—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области электротехники, в частности к способу управления распределительной электрической микросетью, причем микросеть содержит электрический соединительный узел, в котором обеспечена возможность электрического отключения указанной микросети от основной распределительной электрической сети, один или более электроприемников, причем электроприемники включают один или более отключаемых электроприемников, по меньшей мере источник электроэнергии, содержащий один или более генераторов электроэнергии. Способ согласно настоящему изобретению осуществляют в ответ на отключение микросети от основной сети в момент отключения, причем он содержит этапы, на которых определяют, произошло ли электрическое отключение микросети от основной сети из-за неисправности в основной сети, если определено, что отключение микросети от основной сети произошло не из-за неисправности в основной сети, то выполняют процедуру сброса нагрузки для отключения выборочно одного или более отключаемых электроприемников от указанной микросети, если определено, что отключение микросети от основной сети произошло из-за неисправности в основной сети, определяют, происходит ли падение частоты микросети после отключения микросети, если падение частоты произошло после отключения микросети от основной сети, выполняют процедуру сброса нагрузки. Технический результат заключается в обеспечении эффективного управления микросетью. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Область техники
Настоящее изобретение относится к области распределительных электрических сетей.
Уровень техники
В частности, настоящее изобретение относится к способу управления работой микросети, когда она функционирует без подключения к основной сети.
Как известно из уровня техники, в области распределительных электрических сетей под микросетью, как правило, понимают распределительную электрическую систему, организованную и ограниченную внутри четко определенной зоны.
Помимо разнообразных электроприемников, микросеть, как правило, содержит множество генераторов электроэнергии, например, электростанции на солнечных батареях, ветряные электростанции, системы комбинированного производства тепла и электрической энергии, системы генерирования энергии морских течений, системы генерирования геотермальной энергии или энергии из биомассы, производство электрической энергии на солнечных электростанциях, дизельные генераторы, топливные элементы и другие подобные системы.
Для обеспечения надежной и устойчивой подачи электроэнергии к критическим электроприемникам, микросеть может содержать также различные накопители энергии, например, блоки конденсаторов, батареи и другие подобные элементы.
Как правило, микросеть электрически подключена к основной сети, например, к электроэнергетической сети общего пользования.
Микросеть, электрически подключенную к основной сети, принято рассматривать в качестве работающей в «режиме подключения к сети».
Однако, в ответ на потребности системы или аварийные условия (например, отказы или перебои в электроснабжении в основной сети) или решение пользователя, микросеть может быть электрически отключена (например, с помощью подходящим образом скомпонованных прерывателей цепи) от основной сети и работать в так называемом «островном режиме».
Как известно, в случае когда микросеть работает в «островном» режиме, частота и напряжение микросети часто испытывают соответствующие внезапные скачки. Данное неудобство, главным образом, обусловлено тем, что микросети обычно используют электрическую энергию, поступающую от более крупных основных сетей, для обеспечения надлежащим образом сбалансированных рабочих параметров.
Такие резкие скачки напряжения и частоты могут быстро привести (например, за десятки миллисекунд) к перебоям электроснабжения или неисправностям электроприемников.
Кроме того, когда микросеть отключается от основной сети, электрическая мощность, вырабатываемая генераторами, установленными в микросети, может оказаться недостаточной для снабжения всех подключенных электроприемников.
По этим двум причинам, было разработано несколько способов управления микросетями.
В заявках на патент US 2012283888 A1 и US 2012283890 A1 раскрыты способы управления микросетью, работающей в «островном» режиме в соответствии с планом производства электроэнергии, осуществляемым за заданное переходное время после электрического отключения от основной сети. Такой план производства электроэнергии может быть обновлен в зависимости от существующих потребностей.
В заявке на патент WO 2015003729 A1 раскрыт способ управления микросетью при переходе от функционирования в режиме подключения к сети к функционированию в «островном» режиме.
Имеющиеся в настоящее время способы управления микросетями, работающими без подключения к основной сети, как правило, являются сложными и трудно реализуемыми на практике.
Некоторые существующие способы не обеспечивают решения с робастным управлением для стабилизации работы микросети.
Другие доступные способы часто приводят к необязательным отключениям электроприемников и, тем самым, уменьшают рабочие возможности микросети в большей степени, чем этого требуют ее текущие рабочие условия.
Раскрытие изобретения
На рынке по-прежнему существует потребность в технических решениях для управления микросетями, работающими без подключения к основной сети, которые смогут обеспечить робастное и эффективное управление потреблением электроэнергии электроприемниками микросети и, тем самым, гарантировать надлежащий энергетический баланс с имеющимися источниками электроэнергии, и вместе с этим позволят исключить или уменьшить вмешательства в указанные электроприемники для сброса нагрузки.
Для удовлетворения данной потребности в настоящем изобретении предложен способ управления распределительной электрической микросетью согласно независимому пункту 1 и соответствующим зависимым пунктам прилагаемой формулы изобретения.
В соответствии с другим аспектом настоящее изобретение относится к носителю информации согласно независимому пункту 10 формулы изобретения.
В соответствии с еще одним аспектом настоящее изобретение относится к компьютерному устройству согласно независимому пункту 11 формулы изобретения.
В соответствии с другим аспектом настоящее изобретение относится к аппарату или устройству управления согласно пункту 12 формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Признаки и преимущества настоящего изобретения станут более понятными из описания предпочтительных, но не исключающих вариантов осуществления, проиллюстрированных лишь в качестве примера и без ограничения на прилагаемых чертежах, на которых изображено следующее.
На фиг. 1 схематично показана распределительная электрическая микросеть и аппарат для управления ею согласно настоящему изобретению.
На фиг. 2-5 представлены блок-схемы, схематично иллюстрирующие способ согласно настоящему изобретению.
Осуществление изобретения
Со ссылкой на упомянутые чертежи в настоящем документе раскрыт способ 1 управления работой распределительной электрической микросети 100 низкого или среднего напряжения.
В рамках настоящего изобретения термин «низкое напряжение» относится к рабочим напряжениям до 1,2 кВ переменного тока и 1,5 кВ постоянного тока, причем термин «среднее напряжение» относится к рабочим напряжениям выше 1,2 кВ переменного тока и 1,5 кВ постоянного тока до нескольких десятков киловольт, например, до 72 кВ переменного тока и 100 кВ постоянного тока.
Микросеть 100 может представлять собой распределительную электрическую сеть для производственных, коммерческих и жилых зданий или предприятий. Например, она может отличаться средним потреблением электроэнергии, находящимся в диапазоне от 0,05 МВт до 10 МВт.
Микросеть 100 содержит электрический соединительный узел РОС (Point Of Coupling, Точка Соединения), в котором обеспечена возможность электрического подключения или отключения указанной микросети от основной распределительной электрической сети 200.
Основная сеть 200 может представлять собой расширенную распределительную электрическую сеть, такую как, например, электроэнергетическую сеть общего пользования.
Как правило, микросеть 100 электрически подключена к основной сети 200 в электрическом соединительном узле РОС.
Однако, в некоторых случаях (например, в случае отказов или перебоев в электроснабжении), микросеть 100 может быть электрически отключена от основной сети 200 в электрическом соединительном узле РОС.
Микросеть 100 предпочтительно содержит по меньшей мере первое переключающее устройство S1 (например, прерыватель цепи), работой которого можно управлять известным способом с помощью подходящих управляющих сигналов.
Когда переключающее устройство S1 находится в закрытом положении (ON), микросеть 100 электрически подключена к основной сети 200 и успешно работает согласно режиму подключения к сети.
Когда переключающее устройство S1 находится в открытом состоянии (OFF), микросеть 100 электрически отключена от основной сети 200 в электрическом узле РОС и может работать в «островном» режиме, как будет раскрыто ниже.
Микросеть 100 содержит один или несколько электроприемников DL1, …, DLN, UL1, …, ULM, каждый из которых потребляет соответствующее количество электрической мощности, обеспечиваемой микросетью 100. Для полной ясности, здесь необходимо отметить, что в рамках настоящего описания, термин «потребление» следует рассматривать в отношении потребления средней мощности, потребления мгновенной мощности, потребления электрической энергии или других физических величин, эквивалентных упомянутым величинам. Также необходимо указать, что термин «мощность» может также именоваться «активной мощностью», «реактивной мощностью» или «фиксируемой мощностью» в зависимости от конкретных потребностей.
Электроприемники DL1, …, DLN, UL1, …, ULM могут быть любого типа, в зависимости от потребностей.
В целом, электроприемник DL1, …, DLN, UL1, …, ULM может представлять собой любое устройство, выполненное с возможностью потребления во время эксплуатации заданного количество электрической мощности.
Как показано на фиг. 1, электроприемники DL1, …, DLN, UL1, …, ULM могут быть скомпонованы в различных ветвях сети, в соответствии с многоуровневой конфигурацией. Однако, возможны различные конфигурации.
В принципе, электроприемники DL1, …, DLN, UL1, …, ULM могут быть электрически подключены или отключены от микросети 100, в зависимости от потребностей.
Предпочтительно, микросеть 100 содержит одно или несколько вторых переключающих устройств S2 для электрического отключения или подключения одного или нескольких электроприемников или одной или нескольких ветвей сети от или к оставшимся участкам микросети.
Вторые переключающие устройства S2 могут представлять собой, например, прерыватели цепи, контакторы, интерфейсы ввода/вывода, переключатели, разъединители, интерфейсы связи или другие аналогичные устройства.
Работой переключающих устройств S2 можно управлять известным способом с помощью подходящих управляющих сигналов.
Электроприемники микросети 100 содержат один или несколько отключаемых электроприемников DL1, …, DLN, которые выполнены с возможностью электрического отключения от микросети (при реальной эксплуатации последней) посредством их отключения или посредством управления соответствующими вторыми переключающими устройствами S2.
Электроприемники микросети 100 могут также содержать один или несколько неотключаемых электроприемников UL1, …, ULM, которые не могут быть электрически отключены от микросети (в условиях реальной эксплуатации последней) посредством их отключения или посредством управления соответствующими вторыми переключающими устройствами S2.
Для полной ясности, важно отметить, что заданный электроприемник DL1, …, DLN, UL1, …, ULM микросети 100 рассматривают в качестве «отключаемого» или «неотключаемого» в зависимости от работы, прогнозируемой для указанного электроприемника в микросети 100 и независимо от его конкретной структуры или компоновки или возможных рабочих режимов.
Например, заданный электроприемник (в частности, электродвигатель), который, в принципе, может быть электрически отключен от микросети 100 (например, за счет управления подходящим вторым переключающим устройством S2), рассматривается в качестве «неотключаемого», если невозможно повлиять на него во время работы микросети 100, например, из-за его важной роли или функции в микросети 100.
В качестве еще одного примера, заданный электроприемник, который электрически подключен на постоянной основе к остальным частям микросети 100, может рассматриваться в качестве «отключаемого», если его можно включить/отключить в зависимости от потребностей, без конкретных требований, во время работы микросети 100.
Предпочтительно, отключаемым электроприемникам DL1, …, DLN, микросети 100 присвоен уровень приоритета, который представляет собой числовое значение (индекс), указывающий на порядок, с которым указанные отключаемые электроприемники должны отключаться от микросети 100, когда это необходимо.
Предпочтительно, уровень приоритета каждого отключаемого электроприемника DL1, …, DLN, может быть задан пользователем или может быть присвоен динамически посредством подходящего алгоритма, использующего (номинальное или измеренное) потребление электрической мощности указанных электроприемников, в виде базового индекса для сортировки отключаемых электроприемников, например, от низкого до высокого потребления электроэнергии или в соответствии с другими логиками сортировки. Отключаемые электроприемники DL1, …, DLN, имеющие одинаковый уровень приоритета, также могут быть упорядочены в зависимости от потребления ими электрической мощности.
Микросеть 100 содержит источник электроэнергии GEN, в том числе один или несколько генераторов электроэнергии (не показаны).
Указанные генераторы электроэнергии могут быть любого типа и могут быть скомпонованы в зависимости от потребностей.
Например, они могут содержать электростанции на солнечных батареях, ветряные электростанции, системы комбинированного производства тепла и электрической энергии, системы генерирования энергии морских течений, производство электрической энергии на солнечных электростанциях, дизельные генераторы, системы генерирования геотермальной энергии или энергии из биомассы, топливные элементы и другие подобные системы.
Источник электроэнергии GEN может содержать также один или несколько накопителей энергии, которые могут быть любого типа и могут быть скомпонованы в зависимости от потребностей. Например, они могут содержать блоки конденсаторов, батареи и другие подобные элементы.
Предпочтительно, микросеть 100 содержит одно или несколько третьих переключающих устройств S3 для электрического отключения или подключения указанных генераторов электроэнергии (и возможно указанных накопителей энергии) от или к остальным частям микросети.
Третьи переключающие устройства S3 могут представлять собой, например, прерыватели цепи, контакторы, разъединители или другие подобные устройства.
Способ 1 согласно настоящему изобретению предназначен для управления работой микросети 100, когда она работает без подключения к основной сети.
Таким образом, способ 1 согласно настоящему изобретению предпочтительно осуществляют в ответ на электрическое отключение микросети 100 от основной сети 200 в электрическом соединительном узле РОС в заданный момент ts отключения.
Для обнаружения того, находится ли микросеть 100 в условиях «островного» режима, предпочтительно можно контролировать рабочий статус переключающего устройства S1.
Независимо от истинных причин, приводящих к вмешательству переключающего устройства S1 (например, системные потребности или отказы или действия пользователя), расцепление переключающего устройства S1 в состоянии OFF создает необходимость и достаточное условие для того, чтобы перевести микросеть 100 в «островной» режим работы.
Как только переключающее устройство 1 переходит в состояние OFF в момент ts отключения, предпочтительно осуществляют способ 1 для управления работой микросети 100.
Согласно настоящему изобретению способ 1 содержит этап 11, на котором определяют, происходит ли отключение микросети 100 от основной сети 200 из-за неисправности в основной сети 200, в частности, из-за неисправности в основной сети 200 рядом с общим соединительным узлом РОС.
Предпочтительно, этап 11 определения в способе 1 предусматривает отслеживание динамики некоторых электрических величин, выявленных в электрическом соединительном узле РОС в момент ts отключения.
Предпочтительно, этап 11 определения в способе 1 содержит этап, на котором получают первые данные D1, относящиеся к рабочему статусу микросети 100 в момент ts отключения.
Предпочтительно, первые данные D1 содержат выявленные значения, отражающие динамику электрических величин в электрическом соединительном узле РОС в момент ts отключения.
Предпочтительно, выявленные значения, содержащиеся в первых данных D1, поступают из одного или нескольких выявляющих устройств 400 (например, датчиков напряжения, датчиков тока и других подобных устройств), выполненных с возможностью выявления указанных электрических величин в электрическом соединительном узле РОС.
Выявляющие устройства 400 могут быть известного типа и не раскрыты подробно для краткости изложения.
Предпочтительно, выявленные данные, содержащиеся в первых данных D1, включают в себя выявленное значение VGRID напряжения сети, отражающее напряжение сети для микросети 100 в электрическом соединительном узле РОС в момент ts отключения.
Предпочтительно, этап 11 определения в способе 1 содержит этап, на котором сравнивают указанное выявленное значение напряжения сети (содержащееся в первых данных D1) с пороговым значением VTH напряжения. Если указанное выявленное значение напряжения сети выше или равно пороговому значению VTH напряжения {VGRID>=VTH}, то отключение микросети 100 от основной сети 200 происходит не из-за неисправности в основной сети 200.
Если выявленное значение VGRID напряжения сети меньше порогового значения VTH напряжения {VGRID<VTH}, то отключение микросети 100 от основной сети 200 происходит из-за неисправности в основной сети 200 (рядом с общим соединительным узлом РОС).
Раскрытые выше этапы проверки напряжения VGRID сети в электрическом соединительном узле РОС в момент ts отключения находят техническое обоснование в результатах наблюдения того, что электрический узел распределительной электрической сети, как правило, имеет пониженное напряжение в случае неисправностей (например, коротких замыканий), возникающих в заданных частях сети.
Таким образом, наличие пониженного напряжения в электрическом соединительном узле РОС в момент ts отключения создает четкую сигнатуру неисправности, возникающей рядом с электрическим соединительным узлом РОС, что приводит к отключению микросети 100.
Предпочтительно, этап 11 определения в способе 1 также предусматривает отслеживание тока сети в общем соединительном узле РОС в момент ts отключения.
Предпочтительно, выявленные данные, содержащиеся в первых данных D1, включают в себя выявленные значения IGRID тока сети, отражающие ток IGRID сети для микросети 100 в электрическом соединительном узле РОС в момент ts отключения.
Предпочтительно, этап 11 определения в способе 1 содержит этап, на котором проверяют направление тока сети, протекающего через электрический соединительный узел РОС в момент ts отключения, на основании указанных выявленных значений IGRID тока сети.
Было обнаружено, что раскрытые выше этапы проверки направления тока сети в электрическом соединительном узле РОС в момент ts отключения в соответствии с тем, что было описано выше, обеспечивают дополнительную информацию при определении того, что именно поглощает электрическую мощность из основной сети: неисправность, возникшая в основной сети 200, или микросеть.
Предпочтительно, этап 11 определения в способе 1 также предусматривает проверку дополнительной информации в дополнение к выявленным значениям, отражающим электрические величины, раскрытые выше.
Предпочтительно, первые данные D1 содержат зарегистрированную информацию, отражающую функционирование переключающего устройства S1. Такая зарегистрированная информация может включать в себя, например, информацию, относящуюся к релейным командам, командам взаимной блокировки, командам ручного управления, сигналам состояния и другим подобным сигналам, принимаемым переключающим устройством S1.
Предпочтительно, этап 11 определения в способе 1 содержит этап, на котором проверяют указанную зарегистрированную информацию.
В ходе анализа такой зарегистрированной информации было обнаружено, что эффективным решением является определение того, что отключение микросети 100 от основной сети 200 произошло не из-за неисправности в основной сети 200, а по другим причинам (например, из-за ручного управления, системных команд или команд взаимной блокировки, принятых переключающим устройством S1, перебоев в электроснабжении основной сети 200 и т.д.).
Согласно настоящему изобретению, если отключение микросети 100 от основной сети 200 происходит не из-за неисправности в указанной основной сети, то способ 1 дополнительно предусматривает проверку (этап 11В) того, поглощает ли микросеть 100 активную электрическую мощность из основной сети 200 в момент tS отключения (тем самым, функционируя, в целом, в качестве электроприемника).
Если микросеть 100 поглощает активную электрическую мощность из основной сети 200 в момент tS отключения, то способ 1 содержит этап 12, на котором осуществляют процедуру 2 сброса нагрузки для отключения выборочно одного или нескольких отключаемых электроприемников DL1, …, DLN микросети 100 в ответ на переход в «островной» режим работы в момент tS отключения.
По сути, поток активной мощности из основной сети 200 в микросеть 100 в момент tS отключения отражает то, что микросеть 100 была не способна надлежащим образом снабжать все электроприемники в указанный момент отключения. Это значит, что сброс нагрузки в указанных электроприемниках следует осуществлять, даже если в основной сети отсутствуют какие-либо характерные неисправности.
Если микросеть 100 не поглощает активную электрическую мощность из основной сети 200 в момент tS отключения, то способ 1 завершается.
По сути, поток активной мощности из микросети 100 в основную сеть 299 в момент tS отключения отражает то, что микросеть 100 была способна надлежащим образом снабжать все электроприемники в указанный момент отключения и могла обеспечить электрическую мощность в основную сеть 200 (таким образом, в целом функционируя в качестве электрического генератора).
Далее более подробно будет раскрыта процедура 2 сброса нагрузки.
Согласно настоящему изобретению, если отключение микросети 100 от основной сети 200 происходит из-за неисправности в указанной основной сети, то способ 1 содержит этап 13, на котором определяют, происходит ли падение частоты микросети 100 после отключения микросети 100 от основной сети 200 в момент tS отключения.
Предпочтительно, этап 13 определения того, происходит ли падение частоты микросети 100, содержит этап, на котором получают вторые данные D2, относящиеся к частоте указанной микросети.
Вторые данные D2 могут поступать из выявляющего устройства 400 или других выявляющих устройств известного типа.
Предпочтительно, вторые данные D2 содержат первое выявленное значение F1 частоты, отражающее частоту микросети 100, и второе выявленное значение F2 частоты, отражающее изменение частоты указанной микросети с течением конкретного периода времени (на практике производная по частоте указанной микросети).
Предпочтительно, этап 13 определения того, происходит ли падение частоты микросети 100, содержит этап, на котором сравнивают первое выявленное значение F1, частоты с первым пороговым значением FTH1 частоты, и этап, на котором сравнивают второе выявленное значение F2 частоты со вторым пороговым значением FTH2 частоты.
Если выявленные значения F1 частоты меньше соответствующих пороговых значений FTH1, а выявленные значения F2 частоты выше соответствующих пороговых значений FTH2 {F1<FTH1 и F2>FTH2}, то падение частоты микросети 100 происходит в ответ на переход в «островной» режим работы указанной микросети в момент tS отключения.
Наличие падения частоты в микросети 100, работающей без подключения к основной сети 100, означает, что отсутствует баланс между электрической мощностью, обеспечиваемой источником электроэнергии GEN, и электрической мощностью, потребляемой электроприемниками DL1, …, DLN, UL1, …, ULM.
В этом случае, способ 1 содержит этап 14, на котором осуществляют процедуру 2 сброса нагрузки для отключения выборочно одного или нескольких из отключаемых электроприемников DL1, …, DLN.
С другой стороны, наличие падения частоты в микросети 100 означает, что есть баланс между электрической мощностью, обеспечиваемой источником электроэнергии GEN, и электрической мощностью, потребляемой электроприемниками DL1, …, DLN, UL1, …, ULM.
В этом случае, способ 1 по существу заканчивается.
Очевидно, что рабочие условия микросети 100 могут меняться со временем, например, из-за увеличения (по любой причине) количества электроприемников, электрически подключенных к микросети 100.
Таким образом, этап 13 определения того, происходит ли падение частоты микросети 100, предпочтительно осуществляют циклически, пока микросеть 100 работает без подключения к основной сети 200.
Предпочтительно, если падение частоты в микросети 100 определяют в любое время, когда микросеть 100 по-прежнему работает в «островном» режиме, способ 1 предусматривает осуществление процедуры 2 сброса нагрузки (в соответствии с раскрытым выше этапом 14).
Раскрытые выше этапы способа 1 находят техническое обоснование в результатах наблюдения того, что микросеть 100, работающая в «островном» режиме, может быть смоделирована в соответствии со схемой управления, представленной на фиг. 5.
Отношение между изменением частоты Δf и изменением располагаемой электрической мощности ΔР, после перехода в «автономный» режим работы микросети 100 в момент tS отключения, можно смоделировать в виде следующей передаточной функции:
Figure 00000001
где Δf представляет собой изменение частоты в микросети по сравнению с первоначальными условиями, ΔР представляет собой изменение располагаемой электрической мощности (с использованием правила знаков нагрузки), Δεf представляет собой изменение частотной погрешности, Δfts представляет собой изменение частотной погрешности при первоначальных условиях, Gf представляет собой передаточную функцию, характеризующую источник электроэнергии в микросети, ρ представляет собой коэффициент затухания микросети, а Н представляет собой коэффициент инерции микросети.
Реакцию микросети 100 на изменение частоты в момент ts отключения можно представить в виде следующего отношения:
Figure 00000002
Таким образом, изменение частоты можно рассматривать (с грубым приближением) как пропорционально зависящее от изменения располагаемой электрической мощности в микросети после отключения микросети 100.
Авторами настоящего изобретения было замечено, что, если в электрическом соединительном узле РОС в момент tS отключения имеется пониженное напряжение (то есть, если переход в «островной» режим работы микросети 100 происходит из-за неисправности в основной сети 200 рядом с электрическим соединительным узлом РОС), то любое возможное изменение частоты развивается во времени согласно относительно медленной динамической характеристике (несколько десятков миллисекунд).
Таким образом, можно проверить, происходит ли в действительности падение частоты после перехода в «островной» режим работы в момент tS отключения. Если падение частоты происходит, то способ 1 предусматривает осуществление процедуры 2 сброса нагрузки для защиты микросети 100.
Если явление понижения напряжения отсутствует в электрическом соединительном узле РОС в момент tS отключения, то нет времени проверять, происходит ли в действительности падение частоты, поскольку любое возможное изменение Δf частоты развивается во времени довольно быстро (несколько десятков миллисекунд) из-за того, что эффект «релаксации» при понижении напряжения не присутствует.
В этом случае, способ 1 предусматривает немедленное осуществление («слепое» осуществление) процедуры 2 сброса нагрузки для защиты микросети 100.
Ниже подробно раскрыта процедура 2 сброса нагрузки способа 1.
Процедура 2 сброса нагрузки содержит этап 21, на котором вычисляют значение ΔPL мощности отключения, отражающее количество электрической мощности, которое больше не доступно для электроприемников DL1, …, DLN, UL1, …, ULM микросети 100 после ее отключения от основной сети 200.
Общее изменение мощности ΔPL из-за отключения можно вычислить на основании следующего отношения:
ΔPL=PI+PG-PIR
где PI представляет собой значение потребляемой мощности, отражающее электрическую мощность, поступающую из основной сети 200 в микросеть 100 до перехода последней в «островной» режим работы, PG представляет собой значение генерируемой мощности, отражающее электрическую мощность, обеспечиваемую системами генерирования мощности (например, фотоэнергетической установкой), входящей в состав источника электроэнергии GEN, PIR представляет собой значение резервной мощности, отражающее электрическую мощность, обеспечиваемую за счет резерва первичной мощности, например, накопителями электроэнергии, входящими в состав источника электроэнергии GEN, или другими подобными блоками.
Предпочтительно, значение РI потребляемой мощности и значение PIR резервной мощности являются выявленными величинами, которые можно измерить с помощью подходящим образом скомпонованных выявляющих устройств известного типа.
Предпочтительно, значение PG генерируемой мощности является вычисленным значением, которое, в случае фотоэнергетической установки генерирования мощности (PG(t)=PPV(t)), может быть вычислено посредством математической модели, заданной следующим отношением:
Figure 00000003
где PN представляет собой номинальную мощность, обеспечиваемую фотоэнергетической установкой, Wd представляет собой значение прямого излучения в условиях чистого неба, a W0 представляет собой стандартное значение излучения (например, равное 1000 Вт/м2).
Значение Wd прямого излучения (в условиях чистого неба) можно вычислить, используя подходящую тригонометрическую функцию, которая объединяет несколько географических и временных величин: Wd=Wd(β,ψ,ψs,χ,d,t)
где β представляет собой высоту солнца, ψ представляет собой азимутальный угол солнца, ψS представляет собой азимут фотоэнергетической установки, χ представляет собой угол наклона фотоэнергетической установки, d представляет собой день в году, a t представляет собой время суток.
Значение Wd прямого излучения (в условиях чистого неба) можно подходящим образом корректировать посредством погодных поправочных коэффициентов для моделирования фотоэнергетической установки, работающей в условиях чистого неба.
В качестве альтернативы, значение PPV генерируемой мощности может представлять собой выявленное значение, измеренное на месте, или оценочное значение, вычисленное с помощью подходящих оценочных математических моделей.
Процедура 2 сброса нагрузки содержит этап 22, на котором вычисляют целевое значение ΔPLS T сброса мощности, отражающее целевое количество электрической мощности, потребляемой электроприемниками DL1, …, DLN, UL1, …, ULM, которое необходимо сбросить для прекращения текущего падения частоты.
Предпочтительно целевое значение ΔPLS T сброса мощности вычисляют на основании вычисленного значения ΔPL мощности отключения с помощью подходящего алгоритма, так что:
Figure 00000004
Процедура 2 сброса нагрузки содержит этап 22, на котором вычисляют целевое значение ΔPLS T сброса мощности, отражающее целевое количество электрической мощности, потребляемой электроприемниками DL1, …, DLN, UL1, …, ULM, которое необходимо сбросить для прекращения текущего падения частоты.
Предпочтительно целевое значение ΔPLS T сброса мощности вычисляют на основании вычисленного значения ΔPL мощности отключения с помощью подходящего алгоритма, так что:
Figure 00000005
Например, функция f(ΔPL) может быть вычислена с помощью искусственной нейронной сети, обученной с заданным набором результатов моделирования или реальных результатов измерения.
В качестве другого примера, функция f(ΔPL) может представлять собой линейную функцию, имеющую следующий вид:
ƒ(ΔPL)=С(θ)⋅ΔPL
где С(θ) представляет собой полиномиальную функцию параметров θi, собранных в θ=[θ1, θ2, θ3 … θm], которые включают в себя технические параметры сети (генераторы, кабели, электроприемники и т.д.) и установочный параметр алгоритма, в том числе, максимальное отклонение частоты, время восстановления, скорость изменения требований к частоте, требований к устойчивости и т.д.
Например, С(θ) может иметь следующее выражение:
Figure 00000006
где ji представляют собой целые числа,
Figure 00000007
представляют собой действительные коэффициенты, m представляет собой количество параметров, θ представляет собой порядок многочлена.
Процедура 2 сброса нагрузки содержит этап 23, на котором вычисляют график М потребления электрической мощности, в котором накопленное количество ΔPLS электрической мощности, потребляемое отключаемыми электроприемниками DL1, …, DLN, выражается в виде функции уровня i приоритета, присвоенного указанным отключаемым электроприемникам.
Пример графика М потребления электрической мощности показан на фиг. 4.
Значения ΔPLS1, …, ΔPLSk на оси ординат отражают накопленные количества электрической мощности, потребляемые отключаемыми электроприемниками DL1, …, DLN, имеющими уровень i приоритета, равный или меньше соответствующих значений оси х на оси абсцисс.
Характерное значение ΔPLSi, относящееся к соответствующему уровню i приоритета, задано посредством следующего отношения:
Figure 00000008
где i представляет собой приоритет, j представляет собой индекс отключаемых электроприемников, Рj,j представляет собой потребляемую мощность отключаемых электроприемников j, имеющих приоритет i.
В перспективе сброса нагрузки упомянутое выше характерное значение ΔPLSi, относящееся к соответствующему уровню i приоритета, отражает накопленное количество электрической мощности, которое можно сбросить путем отключения отключаемых электроприемников DL1, …, DLN, которые имеют уровень i приоритета, равный или меньше соответствующих значений оси х на оси абсцисс, от микросети 100.
В целом, накопленная величина ΔPLSk, отражающая общее количество электрической мощности, потребляемой отключаемыми электроприемниками DL1, …, DLk, задана следующим отношением:
Figure 00000009
В перспективе сброса нагрузки упомянутая выше накопленная величина ΔPLSk отражает общее количество электрической мощности, которое можно сбросить путем отключения отключаемых электроприемников DL1, …, DLk, имеющих уровень i приоритета, равный или меньше k, от микросети 100.
В целом, в графике М потребления электрической мощности вычисленное ранее целевое значение ΔPLS T сброса мощности лежит на оси ординат между двумя последовательными накопленными величинами ΔPLSi, ΔPLSi+1 при 1<=i<=N, где i представляет собой уровень приоритета.
В примере с фиг. 4, целевое значение ΔPLS T сброса мощности лежит на оси ординат между двумя последовательными накопленными величинами ΔPLS2, ΔPLS3.
Процедура 2 сброса нагрузки содержит этап 24, на котором определяют, с помощью графика М потребления электрической мощности, минимальное значение ΔPLS_MIN сброса мощности, отражающее минимальное количество электрической мощности, потребляемое отключаемыми электроприемниками DL1, …, DLN, которое необходимо сбросить для получения упомянутого выше вычисленного целевого значения ΔPLS T сброса мощности.
Предпочтительно, упомянутое минимальное значение ΔPLS_MIN сброса мощности представляет собой одну из накопленных величин ΔPLS1, …, ΔPLSN в графике М потребления электрической мощности.
Упомянутое минимальное значение ΔPLS_MIN сброса мощности соответствует уровню i приоритета сброса в графике М потребления электрической мощности.
Таким образом, уровень iS приоритета сброса отражает минимальный уровень приоритета, при котором отключаемые электроприемники DL1, …, DLN, необходимо отключить, для получения упомянутого выше вычисленного целевого значения ΔPLS T сброса мощности.
В примере, представленном на фиг. 4, упомянутое минимальное значение ΔPLS_MIN сброса мощности равно накопленной величине ΔPLS3 в графике М потребления электрической мощности. Уровень приоритета сброса, равный 3, то есть iS=3, представляет собой уровень приоритета, соответствующий накопленной величине ΔPLS_MIN=ΔPLS3.
Предпочтительно, минимальное значение ΔPLS_MIN сброса мощности определяют в качестве минимального накопленного количества ΔPLS в графике М потребления электрической мощности, для которого справедливо следующее отношение:
ΔPLS>=m*ΔPLS T
где ΔPLS_T представляет собой вычисленное целевое значение сброса мощности, а m представляет собой число между 0 и 1 (то есть, 0<=m<=1).
Процедура 2 сброса нагрузки содержит этап 25, на котором выдают первые управляющие сигналы СОN1 для электрического отключения отключаемых электроприемников DL1, …, DLN, микросети 100, которые согласованы с уровнем i приоритета, равным или меньше определенного уровня iS приоритета сброса.
Предпочтительно, управляющие сигналы СОN1 выдают в переключающие устройства S2 (например, прерыватели цепи, контакторы, интерфейсы ввода/вывода, интерфейсы связи, и т.д.), соответствующие отключаемым электроприемникам DL1, …, DLN, подлежащим отключению от других частей микросети 100.
Процедура 2 сброса нагрузки содержит этап 26, на котором определяют, происходит ли по-прежнему падение частоты микросети 100 после выдачи первых управляющих сигналов CON1.
Этап 26 определения в процедуре 2 сброса нагрузки является особенно важным, поскольку он позволяет проверить то, оказалось ли эффективным вмешательство по сбросу нагрузки в одном или нескольких отключаемых электроприемниках для сохранения баланса между электрической мощностью, обеспечиваемой источником электроэнергии GEN, и электрической мощностью, потребляемой электроприемниками DL1, …, DLN, UL1, …, ULM.
Предпочтительно, этап 26 определения того, происходит ли по-прежнему падение частоты микросети 100, содержит этапы, на которых получают третьи данные D3, относящиеся к частоте указанной микросети.
Третьи данные D3 могут поступать от выявляющих устройств 400 или других выявляющих устройств известного типа.
Предпочтительно, третьи данные D3 содержат третье выявленное значение F3 частоты, отражающее частоту микросети 100.
Предпочтительно, этап 26 определения того, происходит ли по-прежнему падение частоты микросети 100, содержит этап, на котором сравнивают третье выявленное значение F3 частоты с третьим пороговым значением FTH3 частоты.
Если третье выявленное значение F3 частоты меньше соответствующего порогового значения FTH3 частоты, {F3<FTH3}, то падение частоты микросети 100 по-прежнему происходит в ответ на выдачу управляющих сигналов CON1.
Предпочтительно, этап 26 определения того, происходит ли по-прежнему падение частоты микросети 100, содержит этап, на котором получают четвертые данные D4, относящиеся к частоте указанной микросети.
Четвертые данные D4 могут поступать от выявляющих устройств 400 или других выявляющих устройств известного типа.
Предпочтительно, четвертые данные D4 содержат четвертое выявленное значение F4 частоты, отражающее изменение частоты указанной микросети с течением времени (на практике производная по частоте указанной микросети).
Предпочтительно, этап 26 определения того, происходит ли по-прежнему падение частоты микросети 100, содержит этап, на котором сравнивают четвертое выявленное значение F4 частоты с четвертым пороговым значением FTH4 частоты.
Если четвертое выявленное значение F4 частоты меньше соответствующего порогового значения FTH4 частоты, {F4<FTH4}, то падение частоты микросети 100 по-прежнему происходит в ответ на выдачу управляющих сигналов CON1.
Наличие падения частоты в микросети 100 после выдачи управляющих сигналов CON1 означает, что вмешательство для сброса нагрузки, осуществляемое на предыдущих этапах 21-25 процедуры 2 сброса нагрузки, оказалось неэффективным, и что по-прежнему отсутствует баланс между электрической мощностью, обеспечиваемой источником электроэнергии GEN, и электрической мощностью, потребляемой электроприемниками DL1, …, DLN, UL1, …, ULM.
В этом случае, процедура 2 сброса нагрузки содержит этап 27, на котором выдают вторые управляющие сигналы CON2 для электрического отключения всех отключаемых электроприемников DL1, …, DLN микросети 100.
Предпочтительно, управляющие сигналы CON2 выдают в переключающие устройства S2 (например, прерыватели цепи, контакторы, интерфейсы ввода/вывода, интерфейсы связи и т.д.), соответствующие всем оставшимся отключаемым электроприемникам DL1, …, DLN, для отключения последних от других частей микросети 100.
Упомянутый этап 27 процедуры 2 сброса нагрузки находит техническое обоснование в том, что, если падение частоты по-прежнему происходит, то нет времени повторять этапы 22-25 процедуры 2 сброса нагрузки, поскольку частота меняется довольно быстро во времени. Таким образом, такой этап процедуры 2 сброса нагрузки обеспечивает робастное управление потреблением микросети 100 для ее защиты.
Если падение частоты в микросети 100 больше не происходит после выдачи управляющих сигналом CON1, то это значит, что вмешательство по сбросу нагрузки, осуществляемое на предыдущих этапах 21-25 процедуры 2 сброса нагрузки, было эффективным, и что существует баланс между электрической мощностью, обеспечиваемой источником электроэнергии GEN, и электрической мощностью, потребляемой электроприемниками DL1, …, DLN, UL1, …, ULM.
В этом случае процедура 2 сброса нагрузки (и способ 1) в принципе завершается.
Очевидно, что рабочие условия микросети 100 могут меняться со временем, например, из-за увеличения (по любой причине) количества электроприемников, электрически подключенных к микросети 100.
Таким образом, этап 26 определения того, происходит ли падение частоты микросети 100, предпочтительно осуществляют циклически, пока микросеть 100 работает без подключения к основной сети.
Если падение частоты в микросети определяют в любое время, когда микросеть 100 работает в «островном» режиме, то этап 1 предусматривает осуществление раскрытого выше этапа 27 сброса.
Способ 1 согласно настоящему изобретению, в частности, реализуется посредством компьютерного устройства 300.
Таким образом, согласно еще одному аспекту настоящее изобретение относится к компьютерной программе 350, содержащей программные инструкции для осуществления способа согласно настоящему изобретению.
Компьютерная программа 350 сохранена или выполнена с возможностью хранения в носителе информации, например, в памяти компьютерного устройства 300 (фиг. 1).
Согласно другому аспекту настоящее изобретение также относится к компьютерному устройству 300, содержащему компьютерные ресурсы (например, один или несколько микропроцессоров), выполненных с возможностью исполнения программных инструкций для осуществления способа согласно настоящему изобретению.
Компьютерное устройство 300 может представлять собой компьютерное устройство, установленное на месте или удаленно относительно распределительной электрической микросети 100.
Например, компьютерное устройство 300 может представлять собой блок защиты и управления, установленный на плате переключающего устройства, или цифровое реле для распределительных электрических сетей или контроллер.
Типовое время обработки для осуществления способа согласно настоящему изобретению может составлять примерно 20 мс.
Согласно еще одному аспекту настоящее изобретение также относится к аппарату или устройству управления, содержащему аппаратные и программные ресурсы для исполнения программных инструкций для осуществления способа 1 согласно настоящему изобретению.
Например, аппарат или устройство управления может содержать компьютерное устройство 300, оснащенное обрабатывающими ресурсами, выполненными с возможностью исполнения программных инструкций для осуществления способа согласно настоящему изобретению.
Устройство или аппарат управления может быть скомпонован в соответствии с различными структурами управления, например, централизованными структурами или многоуровневыми структурами.
Способ согласно настоящему изобретению является довольно эффективным для управления потреблением мощности микросети, когда она работает без подключения к основной сети, и сохранения баланса между потреблением мощности электроприемниками и располагаемой мощностью, обеспечиваемой источником электроэнергии микросети.
Это гарантирует робастное управление работой микросети, и одновременно позволяет предотвратить или уменьшить необязательные вмешательства в электроприемники для сброса нагрузки.
Способ согласно настоящему изобретению, в частности, обладает возможностью реализации посредством различных структур управления, в зависимости от потребностей, например, посредством централизованных, многоуровневых или распределенных структур управления.
Способ согласно настоящему изобретению, в частности, обладает возможностью реализации с использованием аппаратных и программных ресурсов, которые уже установлены на месте для управления работой распределительной электрической сети.
Способ согласно настоящему изобретению, в частности, обладает возможностью реализации в цифровых распределительных сетях (интеллектуальных сетях, микросетях и т.д.).
Способ согласно настоящему изобретению можно относительно легко и дешево реализовать на практике на месте.

Claims (40)

1. Способ (1) управления распределительной электрической микросетью (100), причем указанная микросеть содержит:
электрический соединительный узел (РОС), в котором обеспечена возможность электрического подключения или отключения указанной микросети от основной распределительной электрической сети (200);
один или более электроприемников (DL1, …, DLN, UL1, …, ULM), каждый из которых потребляет соответствующее количество электрической мощности, обеспечиваемой указанной микросетью, причем указанные электроприемники включают один или более отключаемых электроприемников (DL1, …, DLN), электрически отключаемых от указанной микросети;
источник электроэнергии (GEN), содержащий один или более генераторов электроэнергии;
причем указанный способ осуществляют в ответ на электрическое отключение указанной микросети от указанной основной сети в указанном электрическом соединительном узле (РОС) в момент (tS) отключения;
отличающийся тем, что указанный способ содержит этапы, на которых
определяют (11), произошло ли отключение указанной микросети от указанной основной сети из-за неисправности в указанной основной сети (200);
если отключение указанной микросети от указанной основной сети произошло не из-за неисправности в указанной основной сети (200), и указанная микросеть поглощала активную электрическую мощность из указанной основной сети в указанный момент (tS) отключения, выполняют (12) процедуру (2) сброса нагрузки для отключения выборочно одного или более отключаемых электроприемников (DL1, …, DLN) от указанной микросети;
если отключение указанной микросети от указанной основной сети произошло из-за неисправности в указанной основной сети (200), определяют (13), происходит ли падение частоты указанной микросети после отключения указанной микросети;
если падение частоты происходит после отключения указанной микросети от указанной основной сети, выполняют (14) указанную процедуру (2) сброса нагрузки;
причем указанная процедура (2) сброса нагрузки содержит этапы, на которых
вычисляют (21) значение (ΔРL) мощности отключения, отражающее количество электрической мощности, которое больше не доступно для электроприемников (DL1, …, DLN, UL1, …, ULM) указанной микросети после отключения указанной микросети от указанной основной сети;
вычисляют (22) целевое значение (ΔPLS T) сброса мощности, отражающее целевое количество электрической мощности, потребляемое указанными электроприемниками (DL1, …, DLN, UL1, …, ULM), которое необходимо сбросить;
вычисляют (23) график (М) потребления электрической мощности, в котором накопленное количество (ΔPLS) электрической мощности, потребляемое указанными отключаемыми электроприемниками (DL1, …, DLN), выражается в виде функции уровня (i) приоритета, присвоенного указанным отключаемым электроприемникам;
определяют (24) с помощью указанного графика (М) потребления электрической мощности минимальное значение (ΔPLS_MIN) сброса мощности, отражающее минимальное количество электрической мощности, потребляемое указанными отключаемыми электроприемниками (DL1, …, DLN), которое необходимо сбросить для получения указанного целевого значения (ΔPLS T) сброса мощности, причем указанное минимальное значение сброса мощности соответствует значению (iS) приоритета сброса в указанном графике (М) потребления электрической мощности;
выдают (25) первые управляющие сигналы (CON1) для электрического отключения отключаемых электроприемников (DL1, …, DLN), которым присвоен уровень (i) приоритета, равный или меньше указанного уровня (iS) приоритета сброса.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная процедура (2) сброса нагрузки содержит этапы, на которых
определяют (26), происходит ли по-прежнему падение частоты указанной микросети после выдачи указанных первых управляющих сигналов (CON1);
если падение частоты по-прежнему происходит, то выдают (27) вторые управляющие сигналы (CON2) для электрического отключения всех отключаемых электроприемников (DL1, …, DLN) указанной микросети.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что указанный этап (11) определения того, происходит ли отключение указанной микросети (100) от указанной основной сети (200) из-за неисправности в указанной основной сети, содержит этапы, на которых
получают первые данные (D1), относящиеся к рабочему статусу указанной микросети в указанный момент (ts) отключения, причем указанные первые данные содержат выявленные значения, отражающие динамику электрических величин (VGRID, IGRID) в указанном электрическом соединительном узле (РОС) в указанный момент (ts) отключения;
сравнивают выявленное значение (VGRID) напряжения сети, содержащееся в указанных первых данных (D1) и отражающее напряжение сети для указанной микросети в указанном электрическом соединительном узле (РОС), с пороговым значением (VTH) напряжения.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что указанный этап (11) определения того, происходит ли отключение указанной микросети (100) от указанной основной сети (200) из-за неисправности в указанной основной сети, содержит этап, на котором проверяют направление тока (IGRID) сети, протекающего через указанный электрический соединительный узел (РОС) в указанный момент (ts) отключения, на основании выявленных значений тока сети, отражающих указанный ток (IGRID) сети, причем указанные выявленные значения тока содержатся в указанных первых данных (D1).
5. Способ по п. 3 или 4, отличающийся тем, что указанный этап (11) определения того, происходит ли отключение указанной микросети (100) от указанной основной сети (200) из-за неисправности в указанной основной сети, содержит этап, на котором проверяют зарегистрированную информацию, отражающую функционирование переключающего устройства (S1), причем указанное переключающее устройство выполнено с возможностью электрического отключения указанной микросети от указанной основной сети в указанном электрическом соединительном узле (РОС), причем указанная зарегистрированная информация содержится в указанных первых данных (D1).
6. Способ по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что указанный этап определения того, происходит ли падение частоты указанной микросети после отключения указанной микросети (100) от указанной основной сети (200), содержит этапы, на которых
получают вторые данные (D2), относящиеся к частоте указанной микросети, причем указанные вторые данные содержат первое выявленное значение (F1) частоты, отражающее частоту указанной микросети, и второе выявленное значение (F2) частоты, отражающее изменение частоты указанной микросети с течением времени;
сравнивают указанное первое выявленное значение (F1) частоты с первым пороговым значением (FTH1) частоты;
сравнивают указанное второе выявленное значение (F2) частоты со вторым пороговым значением (FTH2) частоты.
7. Способ по п. 2, отличающийся тем, что указанный этап определения того, происходит ли по-прежнему падение частоты указанной микросети после выдачи указанных первых управляющих сигналов (CON1), содержит этапы, на которых
получают третьи данные (D3), относящиеся к частоте указанной микросети, причем указанные третьи данные D3 содержат третье выявленное значение (F3) частоты, отражающее частоту указанной микросети;
сравнивают указанное третье выявленное значение (F3) частоты с третьим пороговым значением (FTH3) частоты.
8. Способ по п. 2 или 7, отличающийся тем, что указанный этап определения того, происходит ли по-прежнему падение частоты указанной микросети после выдачи указанных первых управляющих сигналов (CON1), содержит этапы, на которых
получают четвертые данные (D4), относящиеся к частоте указанной микросети, причем указанные четвертые данные (D4) содержат четвертое выявленное значение (F4) частоты, отражающее изменение частоты указанной микросети с течением времени;
сравнивают указанное четвертое выявленное значение (F4) частоты с четвертым пороговым значением (FTH4) частоты.
9. Способ по любому из пп. 1-8, отличающийся тем, что указанное минимальное значение (ΔPLS_MIN) сброса мощности определяют в качестве минимального накопленного количества (ΔPLS) электрической мощности в указанном графике (М) потребления электрической мощности, для которого справедливо следующее отношение:
ΔPLS>=m * ΔPLS T,
где ΔPLS T представляет собой указанное целевое значение сброса мощности, а m представляет собой предварительно заданное число, для которого 0<=m<=1.
10. Носитель информации с сохраненной на нем компьютерной программой (350), отличающийся тем, что компьютерная программа содержит программные инструкции для осуществления способа (1) по любому из пп. 1-9.
11. Компьютерное устройство (300), отличающееся тем, что оно содержит ресурсы обработки данных, выполненные с возможностью исполнения программных инструкций для осуществления способа (1) по любому из пп. 1-9.
12. Аппарат или устройство управления для распределительной электрической сети (100), отличающийся тем, что он содержит компьютерное устройство (300) по п. 11.
RU2017141999A 2016-12-06 2017-12-01 Способ управления распределительной электрической микросетью, носитель информации, компьютерное устройство и устройство управления RU2747622C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP16202531.6A EP3334000B1 (en) 2016-12-06 2016-12-06 A method for controlling an electric power distribution micro-grid
EP16202531.6 2016-12-06

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2017141999A RU2017141999A (ru) 2019-06-03
RU2017141999A3 RU2017141999A3 (ru) 2021-02-24
RU2747622C2 true RU2747622C2 (ru) 2021-05-11

Family

ID=57542753

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017141999A RU2747622C2 (ru) 2016-12-06 2017-12-01 Способ управления распределительной электрической микросетью, носитель информации, компьютерное устройство и устройство управления

Country Status (7)

Country Link
US (1) US10424926B2 (ru)
EP (1) EP3334000B1 (ru)
JP (1) JP7085336B2 (ru)
KR (1) KR102558715B1 (ru)
CN (1) CN108155663B (ru)
ES (1) ES2794548T3 (ru)
RU (1) RU2747622C2 (ru)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11159020B2 (en) * 2018-02-09 2021-10-26 University Of Tennessee Research Foundation Hybrid dynamic demand control for power system frequency regulation
EP3605776B1 (en) * 2018-07-31 2022-04-20 Schneider Electric Industries SAS Method for locating phase faults in a microgrid
TWI713289B (zh) * 2019-07-05 2020-12-11 友達光電股份有限公司 負載控制系統及負載控制方法
WO2021087005A1 (en) * 2019-10-28 2021-05-06 Enphase Energy, Inc. Method and apparatus for load control in a power system
JP7372673B2 (ja) * 2020-01-28 2023-11-01 公立大学法人公立諏訪東京理科大学 マイクログリッド電力システム、制御装置及びマイクログリッド電力制御方法
CN111884258B (zh) * 2020-07-31 2023-08-01 三峡大学 考虑负荷重要等级的多微网被动并离网平滑切换方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
UA89712C2 (ru) * 2008-06-18 2010-02-25 Национальный Университет Пищевых Технологий Способ управления объектами, подключеннными к электрической сети общего пользования
RU2392719C2 (ru) * 2005-12-29 2010-06-20 Панасоник Электрик Воркс Ко., Лтд. Системы и способы для избирательного управления электрическими розетками с использованием определения профиля мощности
US20120104847A1 (en) * 2009-05-14 2012-05-03 Rolls-Royce Plc Distributed power generation
US20120283890A1 (en) * 2011-05-05 2012-11-08 State Grid Corporation Of China (Sgcc) Control Apparatus for Micro-grid Connect/Disconnect from Grid

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4216384A (en) * 1977-12-09 1980-08-05 Directed Energy Systems, Inc. System for monitoring and controlling electric power consumption
US20070222294A1 (en) * 2004-04-09 2007-09-27 Jirou Tsukida Underfrequency Load Shedding Protection System
JP4753172B2 (ja) * 2005-02-18 2011-08-24 東京エレクトロン株式会社 複数の電力使用系の動作制御装置、動作制御方法及び記憶媒体
JP4944578B2 (ja) * 2006-11-14 2012-06-06 財団法人電力中央研究所 低圧系統の自立運転方法及び低圧系統の自立運転システム
CN102714123B (zh) * 2009-09-07 2016-01-13 Abb技术有限公司 用于电力管理的方法和***
CN102170134B (zh) 2011-05-05 2013-03-06 许继集团有限公司 微电网并网到离网控制方法及无缝切换方法
US9450408B2 (en) * 2011-10-07 2016-09-20 Siemens Corporation Adaptive demand response based on distributed load control
US9979202B2 (en) * 2012-01-17 2018-05-22 Ecamion Inc. Control, protection and power management system for an energy storage system
BR112014022567B1 (pt) * 2012-03-15 2020-09-29 Abb S.P.A Método e sistema de controle para gerenciar o perfil de carga de uma rede elétrica de baixa ou média tensão
CN102709946B (zh) * 2012-06-05 2015-08-12 国电南瑞科技股份有限公司 一种微电网由并网向孤网无缝切换的方法
CN104052078B (zh) * 2013-03-12 2016-03-02 珠海优特电力科技股份有限公司 微电网并网运行模式切换孤岛运行模式的调控方法及***
US9461472B2 (en) 2013-07-08 2016-10-04 Abb Technology Ltd Controlling power in a micro-grid
CN103501006B (zh) * 2013-09-26 2015-11-04 北京北变微电网技术有限公司 微电网集中控制方法
US9997920B2 (en) * 2014-06-11 2018-06-12 Sinewatts, Inc. System and method for islanding detection and prevention in distributed generation
JP6422682B2 (ja) * 2014-06-24 2018-11-14 株式会社東芝 電力制御装置および電力制御方法
CN105429180A (zh) * 2015-12-25 2016-03-23 重庆邮电大学 风光柴蓄微电网离/并网模式下的频率分层控制方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2392719C2 (ru) * 2005-12-29 2010-06-20 Панасоник Электрик Воркс Ко., Лтд. Системы и способы для избирательного управления электрическими розетками с использованием определения профиля мощности
UA89712C2 (ru) * 2008-06-18 2010-02-25 Национальный Университет Пищевых Технологий Способ управления объектами, подключеннными к электрической сети общего пользования
US20120104847A1 (en) * 2009-05-14 2012-05-03 Rolls-Royce Plc Distributed power generation
US20120283890A1 (en) * 2011-05-05 2012-11-08 State Grid Corporation Of China (Sgcc) Control Apparatus for Micro-grid Connect/Disconnect from Grid

Also Published As

Publication number Publication date
EP3334000B1 (en) 2020-04-15
CN108155663B (zh) 2023-03-14
US10424926B2 (en) 2019-09-24
US20180159327A1 (en) 2018-06-07
RU2017141999A3 (ru) 2021-02-24
KR20180064974A (ko) 2018-06-15
JP7085336B2 (ja) 2022-06-16
ES2794548T3 (es) 2020-11-18
RU2017141999A (ru) 2019-06-03
CN108155663A (zh) 2018-06-12
KR102558715B1 (ko) 2023-07-21
EP3334000A1 (en) 2018-06-13
JP2018137974A (ja) 2018-08-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2747622C2 (ru) Способ управления распределительной электрической микросетью, носитель информации, компьютерное устройство и устройство управления
JP7118282B2 (ja) マイクログリッドを構成するシステム、方法、及びコンピュータプログラム製品
RU2642422C2 (ru) Гибридная электростанция, в которой используется комбинирование генерирующих средств и системы аккумулирования энергии в режиме реального времени
Nour et al. Review on voltage‐violation mitigation techniques of distribution networks with distributed rooftop PV systems
JP5957501B2 (ja) 電力管理システム
CN107112763B (zh) 电网网络网关聚合
Uriarte et al. Microgrid ramp rates and the inertial stability margin
Kirschen et al. Computing the value of security
US9184594B2 (en) Photovoltaic voltage regulation
US8110941B2 (en) Power demand management method and system
RU2735233C2 (ru) Способ управления распределительной электрической сетью, компьютерное устройство, устройство управления, распределительная электрическая сеть и прерыватель цепи
Hemmati et al. Identification of cyber-attack/outage/fault in zero-energy building with load and energy management strategies
US11309702B2 (en) Systems and methods for islanding protection
Liang et al. Microgrid formation and service restoration in distribution systems: A review
Yang et al. A fast heuristic algorithm for maximum LOLP constrained unit commitment
Ma et al. An initial study on computational intelligence for smart grid
Hosseinzadeh et al. Fault-tolerant power management system for a DC micro-grid in the presence of shading fault
Moulema et al. Integrating Renewable Energy Resources in Smart Grid Toward Energy-Based Cyber-Physical Systems
Kezunovic et al. Hierarchical coordinated protection with high penetration of smart grid renewable resources (2. 3)
Otomega et al. Wide-area adaptive load shedding control to counteract voltage instability
Raipala et al. Network information system based loss of mains risk management
Sandherr et al. Modeling analysis for solar/wind-powered microgrid on Tangier Island
Villegas Pico et al. Ultra-Fast Frequency Response of Converter-Dominant Grids Using PMUs
KR101494791B1 (ko) 계통 연계형 인버터의 단독 운전 검출 방법
GB2493534A (en) Renewable energy output monitoring